Die Verflüssigung verbrennt 8–12% des verschifften Gases: Kompressorantriebe dominieren, mit Abfackelung und Methanschlupf als Reputationsmultiplikatoren. Die EU-Methanverordnung und CO2-Intensitätsklauseln der Käufer machen die CI der Ladung zu einem Preisunterscheidungsmerkmal.
| Jahr | Kostenlose Zuteilung (EU) | Zahlungspflichtige CO2-Kosten | Jahresrechnung (pro 100.000 t LNG) |
|---|---|---|---|
| 2026 | 97.5% | 0,58 € / t LNG | €58,050 |
| 2030 | 51.5% | 11,26 € / t LNG | €1,126,170 |
| 2034 | 0.0% | 23,22 € / t LNG | €2,322,000 |
Bei EUA 77,4 € (11. Juni 2026) und ≈0,25–0,35 t CO2/t LNG (Verflüssigung; IGU-Spanne). EU-ETS-Industriezeitplan; Exporteure unter CBAM folgen der gespiegelten Einführung. Stromsektoren zahlen vom ersten Tag an 100%.
Indikatives Reduktionspotenzial jeder Maßnahme gegenüber dem relevanten Emissionsanteil (Quellen: IEA-Industrie-Roadmaps, Branchenverbände — siehe jede Maßnahmenseite). Maßnahmen stapeln sich, addieren sich aber nicht einfach.
Thermoölkreisläufe, Regeneriergas-Erhitzer und Versorgungskessel sind die dämmbare Ecke von LNG — bescheiden in %, aber absolut groß bei Anlagen im Weltmaßstab. Golf- und US-Anlagen, die nach Europa verkaufen, zertifizieren zunehmend die CO2-Intensität der Fracht: jedes eingesparte GJ verbessert das Zertifikat.
Methode: ASTM-C680-/ISO-12241-Oberflächenenergiebilanz — dieselbe Engine wie unser öffentliche Rechner. Typischer Effekt abnehmbarer Dämmung über Hochtemperatur-Anlagen: 2–5% des brennstoffbedingten CO2, Amortisation bis zu 2 Jahre.
Direktemissionsintensitäten, typische veröffentlichte Werte je Branchenseite — die Einheiten unterscheiden sich je Produkt; siehe jede Seite für Quellen.
